Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6406/3-5

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6406/3-5
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6406/3-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINJE 911 - 444 & SP 982
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    576-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    60
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.04.1988
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    01.06.1988
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    01.06.1990
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    18.05.2004
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    SHOWS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    29.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    302.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4283.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    4281.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    92
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    TILJE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 58' 20.07'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 58' 33.65'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7207070.27
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    404464.42
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1227

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6406/3-5 was designed to explore the Lambda structure and was the first well on the structure. The Lambda structure is a flat-lying horst situated in the NE corner of the block.
    The primary purpose of the well was to find hydrocarbon accumulations of significant amounts in the Middle and Lower Jurassic sandstones of the Fangst Group and Tilje Formation. Secondary objectives were to verify the interpretation regarding the structural closure towards north, and to verify the geophysical and structural interpretation and improve the geological, paleontological and geochemical understanding of the area. The well was planned to TD in the Åre Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 6406/3-5 was spudded with Smedvig Drilling semi-submersible rig West Delta on 3 April 1988 and drilled to a total depth of 4283 m in the Early Jurassic Tilje Formation. Shallow gas was registered at 570 m. After pulling out to cement this zone, it was impossible to get back into the hole again. After a new spud 3 May, the 30" was set at 418 m, and 20" at 538 m. A new shallow gas zone was registered at 813 m, and the mud was weighted to 1.35 g/cm. The circulation was lost at 1116 m, and the section was cemented. After this drilling progressed with a mud weight of 1.25 g/cm3. This resulted in lost circulation at 1340 m. Both times it was assumed that that the circulation was lost in the zone around 562 m. The hole was cemented back and drilled to 607 m where a new leak-off test up to 1.34 g/cm was performed. This time there were no problems with the drilling to 1749 m (setting depth of 9 5/8" casing) with mud weight of 1.25 g/CM3. Further drilling to TD proceeded without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 545 m, with gypsum/polymer mud from 545 m to 3841 m, and with gel/lignite/lignosulphonate mud from 3841 m to TD.
    Top Fangst was encountered at 3817 m. There were weak shows in the top ten meters of the Garn Formation down to 3825 m, with increased resistivity on MWD down to approx. 3828 m. One run was done using Western Atlas FMT with HP and strain gauge. A total of 25 pre test points were measured. By drawing a line through pressure points in the Garn Formation, it gave a gradient of 0.99 g/cc. A normal water gradient of 1.02 g/cc was not achieved due to unstable pressure points in the lower Garn Formation. A pressure shift in the Ile Formation of approximately 75 psi (0.52 Mpa) was observed in the data. It was not possible to draw a gradient line due to few points in the Ile Formation, but a water gradient was interpreted. The Tilje Formation was found to be tight and interpreted as water bearing. One sample was taken in the upper Garn Formation at 3821 m. The sample contained a mixture of formation water and mud filtrate with traces of oil and gas. The chloride concentration of 9100 mg/1 was found to be approximately three times higher than the chloride concentration from the mud filtrate (3000 mg/1). One core was cut in the interval 3815 m to 3837 m in the Garn Formation. As the well was not obligatory, and after it was observed that the Tilje Formation sandstones did not contain any hydrocarbons, the TD of the well was revised to TD in the lower part of the Tilje Formation instead of in the Åre Formation. The well was permanently abandoned on 1 June 1988 as a well with shows.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    550.00
    4281.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3815.0
    3836.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    21.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3815-3820m
    Kjerne bilde med dybde: 3820-3825m
    Kjerne bilde med dybde: 3825-3830m
    Kjerne bilde med dybde: 3830-3835m
    Kjerne bilde med dybde: 3835-3836m
    3815-3820m
    3820-3825m
    3825-3830m
    3830-3835m
    3835-3836m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2000.0
    [m]
    DC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2030.0
    [m]
    DC
    RRI
    2050.0
    [m]
    DC
    RRI
    2070.0
    [m]
    DC
    RRI
    2090.0
    [m]
    DC
    RRI
    2110.0
    [m]
    DC
    RRI
    2130.0
    [m]
    DC
    RRI
    2150.0
    [m]
    DC
    RRI
    2170.0
    [m]
    DC
    RRI
    2190.0
    [m]
    DC
    RRI
    2210.0
    [m]
    DC
    RRI
    2230.0
    [m]
    DC
    RRI
    2250.0
    [m]
    DC
    RRI
    2262.0
    [m]
    DC
    RRI
    2280.0
    [m]
    DC
    RRI
    2292.0
    [m]
    DC
    RRI
    2310.0
    [m]
    DC
    RRI
    2322.0
    [m]
    DC
    RRI
    2340.0
    [m]
    DC
    RRI
    2352.0
    [m]
    DC
    RRI
    2370.0
    [m]
    DC
    RRI
    2382.0
    [m]
    DC
    RRI
    2400.0
    [m]
    DC
    RRI
    2412.0
    [m]
    DC
    RRI
    2430.0
    [m]
    DC
    RRI
    2442.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2472.0
    [m]
    DC
    RRI
    2490.0
    [m]
    DC
    RRI
    2502.0
    [m]
    DC
    RRI
    2520.0
    [m]
    DC
    RRI
    2532.0
    [m]
    DC
    RRI
    2550.0
    [m]
    DC
    RRI
    2562.0
    [m]
    DC
    RRI
    2580.0
    [m]
    DC
    RRI
    2592.0
    [m]
    DC
    RRI
    2610.0
    [m]
    DC
    RRI
    2622.0
    [m]
    DC
    RRI
    2640.0
    [m]
    DC
    RRI
    2802.0
    [m]
    DC
    RRI
    2817.0
    [m]
    DC
    RRI
    2832.0
    [m]
    DC
    RRI
    2847.0
    [m]
    DC
    RRI
    2862.0
    [m]
    DC
    RRI
    2877.0
    [m]
    DC
    RRI
    2952.0
    [m]
    DC
    RRI
    2967.0
    [m]
    DC
    RRI
    2982.0
    [m]
    DC
    RRI
    2997.0
    [m]
    DC
    RRI
    3012.0
    [m]
    DC
    RRI
    3027.0
    [m]
    DC
    RRI
    3042.0
    [m]
    DC
    RRI
    3057.0
    [m]
    DC
    RRI
    3072.0
    [m]
    DC
    RRI
    3087.0
    [m]
    DC
    RRI
    3102.0
    [m]
    DC
    RRI
    3117.0
    [m]
    DC
    RRI
    3135.0
    [m]
    DC
    RRI
    3150.0
    [m]
    DC
    RRI
    3165.0
    [m]
    DC
    RRI
    3180.0
    [m]
    DC
    RRI
    3195.0
    [m]
    DC
    RRI
    3675.0
    [m]
    DC
    RRI
    3693.0
    [m]
    DC
    RRI
    3823.9
    [m]
    C
    RRI
    3831.7
    [m]
    C
    RRI
    3939.0
    [m]
    DC
    RRI
    3954.0
    [m]
    DC
    RRI
    3969.0
    [m]
    DC
    RRI
    3984.0
    [m]
    DC
    RRI
    4014.0
    [m]
    DC
    RRI
    4059.0
    [m]
    DC
    RRI
    4089.0
    [m]
    DC
    RRI
    4119.0
    [m]
    DC
    RRI
    4134.0
    [m]
    DC
    RRI
    4164.0
    [m]
    DC
    RRI
    4179.0
    [m]
    DC
    RRI
    4194.0
    [m]
    DC
    RRI
    4209.0
    [m]
    DC
    RRI
    4224.0
    [m]
    DC
    RRI
    4239.0
    [m]
    DC
    RRI
    4254.0
    [m]
    DC
    RRI
    4263.0
    [m]
    DC
    RRI
    4281.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.77

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.86

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.25
    pdf
    0.29

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    19.29

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    778
    1722
    CDL CN SPL
    3795
    4289
    DIFL ACL GR CDL
    537
    1712
    DIFL BHC GR
    3795
    4289
    DIFL BHC GR CDL
    1722
    3796
    DIPLOG
    3795
    4289
    FMT GR
    3795
    4289
    MWD - GR RES ROP DIR
    334
    4280
    VSP
    334
    4200

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    CONDUCTOR
    30
    418.0
    36
    473.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    535.0
    26
    545.0
    1.43
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1722.0
    17 1/2
    1749.0
    1.77
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3797.0
    12 1/4
    3814.0
    1.93
    LOT
    OPEN HOLE
    4283.0
    8 1/2
    0.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    236
    1.04
    100.0
    WATER BASED
    12.05.1987
    236
    1.09
    WATER BASED
    12.05.1987
    348
    1.03
    WATER BASED
    05.04.1988
    380
    1.03
    WATER BASED
    31.05.1988
    400
    1.04
    100.0
    WATER BASED
    12.05.1987
    418
    1.10
    WATER BASED
    05.04.1988
    473
    1.05
    WATER BASED
    06.04.1988
    475
    1.03
    WATER BASED
    05.04.1988
    545
    1.20
    WATER BASED
    07.04.1988
    545
    1.20
    45.0
    5.0
    WATER BASED
    11.04.1988
    545
    1.03
    WATER BASED
    08.04.1988
    577
    1.23
    49.0
    5.0
    WATER BASED
    15.04.1988
    610
    1.20
    15.0
    4.0
    WATER BASED
    30.05.1988
    723
    1.04
    WATER BASED
    12.05.1987
    723
    1.04
    WATER BASED
    14.05.1987
    723
    1.07
    48.0
    WATER BASED
    19.05.1987
    723
    1.17
    WATER BASED
    19.05.1987
    823
    1.20
    53.0
    6.0
    WATER BASED
    13.04.1988
    873
    1.19
    37.0
    11.0
    WATER BASED
    20.05.1987
    905
    1.20
    51.0
    7.5
    WATER BASED
    11.04.1988
    1116
    1.20
    53.0
    5.5
    WATER BASED
    12.04.1988
    1116
    1.20
    47.0
    5.5
    WATER BASED
    12.04.1988
    1123
    1.26
    42.0
    12.5
    WATER BASED
    20.05.1987
    1276
    1.31
    38.0
    10.1
    WATER BASED
    21.05.1987
    1325
    1.69
    55.0
    7.5
    WATER BASED
    30.05.1988
    1352
    1.23
    48.0
    6.0
    WATER BASED
    14.04.1988
    1614
    1.23
    11.0
    3.0
    WATER BASED
    18.04.1988
    1749
    1.26
    15.0
    3.0
    WATER BASED
    18.04.1988
    1749
    1.25
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    18.04.1988
    1756
    1.70
    21.0
    4.0
    WATER BASED
    20.04.1988
    2102
    1.70
    22.0
    6.0
    WATER BASED
    21.04.1988
    2102
    1.60
    18.0
    3.0
    WATER BASED
    22.04.1988
    2288
    1.68
    61.0
    6.0
    WATER BASED
    27.04.1988
    2318
    1.69
    55.0
    7.5
    WATER BASED
    30.05.1988
    2370
    1.69
    52.0
    6.0
    WATER BASED
    27.04.1988
    2370
    1.69
    65.0
    8.5
    WATER BASED
    16.05.1988
    2370
    1.69
    64.0
    9.0
    WATER BASED
    27.04.1988
    2370
    1.69
    59.0
    7.5
    WATER BASED
    27.04.1988
    2370
    1.69
    53.0
    8.0
    WATER BASED
    27.04.1988
    2370
    1.69
    54.0
    7.5
    WATER BASED
    28.04.1988
    2370
    1.69
    52.0
    7.5
    WATER BASED
    29.04.1988
    2370
    1.69
    66.0
    9.5
    WATER BASED
    09.05.1988
    2370
    1.69
    58.0
    10.0
    WATER BASED
    09.05.1988
    2370
    1.69
    58.0
    11.0
    WATER BASED
    09.05.1988
    2370
    1.69
    58.0
    10.0
    WATER BASED
    13.05.1988
    2370
    1.70
    55.0
    10.0
    WATER BASED
    13.05.1988
    2370
    1.69
    53.0
    9.5
    WATER BASED
    13.05.1988
    2370
    1.69
    58.0
    10.5
    WATER BASED
    10.05.1988
    2370
    1.69
    50.0
    8.5
    WATER BASED
    16.05.1988
    2370
    1.69
    60.0
    9.0
    WATER BASED
    16.05.1988
    2370
    1.69
    48.0
    6.0
    WATER BASED
    18.05.1988
    2370
    1.69
    60.0
    5.5
    WATER BASED
    18.05.1988
    2370
    1.69
    68.0
    5.0
    WATER BASED
    19.05.1988
    3208
    1.69
    28.0
    8.0
    WATER BASED
    02.05.1988
    3228
    1.69
    29.0
    8.0
    WATER BASED
    02.05.1988
    3303
    1.69
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    02.05.1988
    3367
    1.69
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    03.05.1988
    3437
    1.69
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    04.05.1988
    3456
    1.69
    25.0
    10.0
    WATER BASED
    05.05.1988
    3456
    1.69
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    06.05.1988
    3623
    1.69
    49.0
    5.5
    WATER BASED
    27.05.1988
    3815
    1.24
    52.0
    3.0
    WATER BASED
    20.05.1988
    3856
    1.24
    41.0
    7.0
    WATER BASED
    26.05.1988
    3906
    1.24
    19.0
    3.0
    WATER BASED
    24.05.1988
    4073
    1.24
    21.0
    4.0
    WATER BASED
    24.05.1988
    4140
    1.24
    27.0
    3.0
    WATER BASED
    24.05.1988
    4283
    1.24
    27.0
    3.5
    WATER BASED
    24.05.1988
    4283
    1.24
    27.0
    3.5
    WATER BASED
    25.05.1988

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.28